De la red eléctrica a la red electrónica

El veredicto está aquí, y no es el que querían los titulares

Durante once meses después de que las luces se apagaran en España y Portugal el 28 de abril de 2025, el apagón sirvió también como fábula moral. Las renovables eran demasiadas, demasiado rápido; la red se había vaciado en nombre del net zero. Luego, el 20 de marzo de 2026, el panel de expertos de ENTSO-E publicó su informe final, y la historia que contaba era más aburrida y mucho más útil. El colapso vino de oscilaciones, control de tensión débil, esquemas de factor de potencia fijos que deberían haber sido dinámicos, recursos de potencia reactiva que se quedaron cortos, y generadores que entregaron menos de tres cuartas partes del apoyo de tensión que el operador les pidió en el peor momento posible. Fue un fallo de ingeniería de fortaleza de red, no un veredicto sobre los paneles solares.

ATA Insights y RENMAD habían llegado a la misma conclusión meses antes, en un webinar pensado para ingenieros más que para comentaristas: "Claves técnicas de los recientes apagones en el sistema eléctrico español." Dos ponentes guiaron a la audiencia por la física que los resúmenes oficiales se habían saltado. Adolfo Pérez, socio director de la consultora eselec e ingeniero de sistemas de potencia, aportó la anatomía técnica. Raúl García Posada, director de ASEALEN, la asociación española de almacenamiento de energía, aportó el argumento de mercado. Un año después, con el informe publicado y el nuevo reglamento de España en vigor, su debate se ha convertido en la columna vertebral de la única pregunta que todavía importa.

Una máquina distinta con la misma ropa

Pérez abrió con un enfoque que ha envejecido bien. "Lo que tenemos hoy no es una red eléctrica. Es una red electrónica basada en convertidores", dijo a la audiencia. El apunte no es poético. Durante un siglo, la energía vino de máquinas síncronas — hidráulica, térmica, nuclear — hierro girando que mantiene la frecuencia estable por pura física y vierte corriente de cortocircuito a las faltas. La solar, la eólica y las baterías llegan en cambio a través de convertidores de electrónica de potencia que miden, procesan y siguen. Se gobiernan por algoritmos de control, no por inercia.

Ese cambio altera cómo se comporta la red bajo estrés, y Pérez recurrió a Mike Tyson para explicar por qué nadie se dio cuenta antes. "Todo el mundo tiene un plan hasta que le pegan un puñetazo en la cara", dijo. El axioma cómodo — que un megavatio es un megavatio una vez que llega a los cables — se mantuvo hasta el 28 de abril. Los convertidores apenas tienen capacidad de sobrecarga, aportan poca potencia de cortocircuito, y la flota más antigua de ellos no emula ninguna inercia. A medida que la planta síncrona sale del sistema, la relación de cortocircuito del sistema baja, y con ella la fortaleza de la red: su capacidad de mantener limpia la onda de tensión en cada nudo. Baja la relación lo suficiente y los convertidores seguidores pierden la referencia firme que necesitan para mantenerse sincronizados. Los nuevos modos de fallo — inestabilidad de resonancia, inestabilidad de convertidores — se desarrollan en milisegundos, no en los cómodos segundos de los transitorios clásicos de frecuencia y tensión.

La caballería que enviaron a la batalla equivocada

El problema de España, argumentó Pérez, ha sido desde hace tiempo lo contrario de lo que la gente supone: no una tensión que cae, sino una tensión que sube, impulsada por líneas de transporte poco cargadas — cada vez más cables enterrados con un fuerte efecto capacitivo — que empujan la tensión hacia arriba cuando la producción renovable baja. Durante años el operador se ha apoyado en un pequeño conjunto de plantas convencionales para absorber ese exceso de potencia reactiva, y los ciclos combinados de gas se llevaron la peor parte.

Aquí Pérez fue tajante sobre el coste. La flota de ciclos combinados se construyó como base, diseñada para funcionar cinco o seis mil horas al año. "Ese business case se rompió hace años. Esas plantas han pasado por un calvario, porque de la noche a la mañana quedaron desplazadas en el mercado marginal y se convirtieron en plantas de punta que nunca fueron diseñadas para ser." Funciona unos cientos de horas en lugar de miles, cambia veinte arranques al año por cien, empuja la máquina a una región de absorción reactiva que sobrecalienta sus devanados — y el precio por hora tiene que subir para recuperar la inversión. Eso, en una frase, es por qué el apoyo de tensión con gas es caro. Y es exactamente el músculo en el que la red más se apoyó el día que falló.

Pérez echó cuentas de lo que el operador ha elegido ahora. Red Eléctrica se ha comprometido a ocho grandes condensadores síncronos — máquinas girando sin turbina, dimensionadas en 250 MVAr y unos seis segundos de inercia — que añaden unos 2.000 MVAr de control de tensión dinámico y elevan la relación de cortocircuito del sistema para que pueda absorber más renovables sin apoyarse en gas caro. El acero funciona. La pregunta que planteó Raúl García Posada es si comprarlo directamente fue la decisión correcta.

Paga por el músculo, no lo entierres en hormigón

El argumento de García Posada es que España ya posee gran parte de la capacidad que está a punto de construir. "¿Qué sentido tiene gastar 500, 600 millones en condensadores", preguntó, "cuando hay máquinas en la red hoy que podrían prestar esos servicios — si me pagas por ellos?" Su queja no es anticondensador. Es que un propietario de un activo no va a arrancar una planta para suministrar potencia de cortocircuito, ni a tener lista una unidad hidráulica para control de tensión dinámico, por una instrucción regulatoria que no lleva pago. "No voy a arrancar para darte potencia de cortocircuito, si es lo que necesitas, o control de tensión extra, si no me pagas por ello."

También tuvo cuidado en ampliar la palabra "almacenamiento" más allá del litio. ASEALEN — más de cincuenta empresas, más de cinco años de historia — cuenta el bombeo hidráulico, el almacenamiento térmico en plantas termosolares y las baterías basadas en convertidores como una misma familia, parte síncrona y parte no. Los diseños modernos de bombeo hidráulico emparejan un convertidor a plena potencia con la máquina síncrona para conseguir "lo mejor de los dos mundos": girar cuando el sistema necesita firmeza, cambiar a electrónica de potencia cuando necesita velocidad. El almacenamiento térmico, señaló, puede retrofitearse en ciclos combinados e incluso en plantas de carbón, usando el excedente solar del mediodía para cargar calor en lugar de verterlo — convirtiendo un activo varado en algo que recorta sus propias emisiones.

Los dos ponentes aterrizaron en el mismo sitio desde direcciones opuestas. Pérez expuso la división internacional con claridad: en Italia, Alemania y otros el operador de red compra y posee los condensadores; en Reino Unido y Australia el operador gestiona un mercado y el sector privado invierte contra contratos de disponibilidad claros. "En Inglaterra han construido baterías, grid-formers y condensadores síncronos por docenas", dijo, en su cuarto pathfinder de servicios de estabilidad. España, señaló secamente, no hizo ninguna de las dos cosas durante años — el operador rechazó los condensadores en la península y dijo a los generadores que instalaran reactancias, mientras los generadores se negaban a gastar decenas de millones sin ingresos adicionales. "Si le dices a un propietario de un activo por decreto que lo preste, nadie lo va a hacer. Es pura lógica económica y financiera."

El reglamento que por fin llegó — y el precio del gas persiguiéndolo

Cuando se grabó el webinar, la columna vertebral de ese mercado todavía no existía. Los ponentes reaccionaban, casi en tiempo real, a un real decreto-ley que no había salido adelante en el parlamento el día anterior — García Posada admitió que había pasado la mañana "llorando, y luego nos pusimos a trabajar." El mecanismo de capacidad, el objetivo de flexibilidad, las reglas de respuesta de la demanda: todo quedó en el aire.

Ese vacío se ha cerrado desde entonces, de una forma que afila su argumento en lugar de zanjarlo. El RDL 7/2026, publicado el 21 de marzo de 2026 como parte de la respuesta del gobierno a la crisis de Oriente Medio, por fin llevaba las medidas de almacenamiento y electrificación que el sector había esperado durante años, reconociendo tanto el almacenamiento electroquímico como el de bombeo como esenciales para integrar renovables. Diez semanas después, el 29 de mayo, la Comisión Europea dio luz verde al mercado de capacidad español de 9.000 M€ — diez años, unos 900 M€ al año, abierto a generación, respuesta de la demanda y almacenamiento mediante subastas competitivas, gestionado por Red Eléctrica contra un estándar nacional de fiabilidad. El mercado que García Posada quería, por fin, se está construyendo.

El momento lleva un segundo filo que los ponentes no podrían haber guionizado. El RDL 7/2026 existe porque una guerra en Oriente Medio disparó los precios del gas: el TTF neerlandés casi se duplicó hacia los 60-70 €/MWh a mediados de marzo antes de aliviarse. Cada euro en la curva del gas encarece hacer funcionar los ciclos combinados como plantas de punta estabilizadoras de tensión — precisamente el "calvario" que describió Pérez, ahora con una factura de combustible añadida. El argumento de pagar a la hidráulica y al almacenamiento existentes para suministrar firmeza, y de los convertidores grid-forming que pueden sustituir al hierro girando, se refuerza cada vez que el mercado del gas da un bandazo.

Integra las renovables, arregla el cableado

A lo que ambos volvían una y otra vez no era a la tecnología, sino a la señal. España, dijo García Posada, gestiona su sector energético como un acordeón — unos años de instalación frenética, luego un frenazo repentino mientras todos lo repiensan. Pérez estuvo de acuerdo: una regulación contradictoria le dice a los inversores que el país no es fiable, "y nadie sabe hacia dónde tirar." El apagón no demostró que las renovables sean demasiado arriesgadas. Demostró que conectarlas a través de electrónica, sin comprar la fortaleza de red que el hierro síncrono solía regalar gratis, deja un sistema al que se le puede pegar un puñetazo en la cara.

El arreglo está ahora medio comprado en acero y medio prometido en un mercado que acaba de abrir. Si España paga por el músculo que ya posee o sigue enterrándolo en hormigón es el debate que zanjarán los próximos dieciocho meses — y es el debate que RENMAD Almacenamiento llevará a Sevilla los días 17-18 de marzo, donde, como dijo el anfitrión, el apagón "probablemente vuelva a salir." Con la forma actual, saldrá. La red dejó de ser eléctrica hace una década. El reglamento solo ahora está alcanzando a la máquina.